多くの困難が依然として残っている。
改訂版電力開発計画VIIIによると、現在から2035年までのガス火力発電容量（予備分を含む）は、約51,724MWに達すると見込まれています。そのうち、国内の天然ガス火力発電所は約7,900MW、輸入LNG火力発電所は約36,324MWを占める予定です。さらに、2031年から2035年にかけて、約7,500MWの予備LNG発電プロジェクトが開発される予定です。
実際には、LNG火力発電所は安定的に大規模運転が可能であり、系統内の発電ユニットの柔軟な運用を可能にする。さらに、LNG火力発電所からのCO₂排出量は、従来の石炭火力発電所からの排出量よりも約40～50％低い。
こうした利点にもかかわらず、改訂版電力開発計画VIIIにおけるLNG発電所プロジェクトの実施は、これまで多くの困難に直面してきた。
実際、現在までに商業運転を開始したのは、ベトナム石油ガス電力公社（PV Power）（国家エネルギー産業グループ（ ペトロベトナム）傘下）が出資したニョンチャック3&4 LNG発電所プロジェクトのみであり、2025年12月14日に開始された。
一方、ゲアン省のクインラップLNG発電所プロジェクトや、ブロックBからのガスを使用するオモン4プロジェクトなど、他のいくつかのプロジェクトは最近建設が開始されました。ほとんどのプロジェクトはまだ投資家の承認または契約交渉段階にあります。カインホア省のカナーLNG火力発電所プロジェクト、ハイランLNG火力発電所プロジェクト、クアンニンLNGガス発電所プロジェクト、タイビンLNGガス発電所プロジェクト、ロンアンLNGガス発電所プロジェクト、ヒエップフックLNGガス発電所プロジェクト、 ハイフォンLNGガス発電所プロジェクト、オモン2 LNGガス発電所プロジェクトなどです。
特筆すべきは、2026年4月20日の入札期限までに、3回連続で入札が行われたにもかかわらず、タインホア省のギーソンLNG火力発電所プロジェクトは依然として投資家を一人も集めることができなかったことである。
LNG発電プロジェクトの実施における困難について、ベトナム石油協会のグエン・クオック・タップ会長は、最大の障害は、第8次電力開発計画および改訂版第8次電力開発計画の目標と比較して、LNG発電消費市場の成長が遅いことだと考えている。
実際には、多くの投資家は、LNG発電の高コストがベトナム電力グループ（EVN）への電力販売を困難にするのではないかと懸念している。これは、2025年3月3日付政令第56/2025/ND-CP号「電力開発計画、電力ネットワーク開発計画、電力プロジェクトへの投資、電力事業プロジェクトへの投資家選定のための入札に関する電力法の規定の詳細」や、2025年5月8日付政令第100/2025/ND-CP号（2025年3月3日付政令第56/2025/ND-CP号を改正および補足するもの）のいずれも、投資家や関連企業にとって解決できない難しい問題だと、タップ氏は指摘した。
特に、BOT方式とIPP方式の両方のLNG発電プロジェクトに関する標準的な購入契約（PPA）は依然として不足しており、送電網計画と電源開発計画の同期もまだ取れていない。
さらに、LNG発電プロジェクトは、投資および維持費を回収するための固定収益源である容量支払いメカニズム、長期契約電力出力（Qc）の最低保証メカニズム、ガス引取および外貨換算メカニズムを欠く電力購入契約に関連するいくつかのボトルネックに依然として直面している。
さらに、企業関係者によると、中東紛争はLNGサプライチェーンに影響を与え、LNG価格の予測不可能な変動を引き起こしている一方、リスク分担の仕組みが依然として不明確であるため、主要投資家はLNG発電所プロジェクトにまだ積極的ではないという。
障害を迅速に解決する
准教授のンゴ・トリ・ロン博士によると、LNG価格は世界的な需給、気候変動、エネルギー政策、地政学的危機など、多くの要因によって変動する。そのため、電力セクターの持続可能性を確保するには、LNG電力価格決定メカニズムを市場志向型に構築し、燃料価格の変動に応じて柔軟に調整できるようにする必要がある。
さらに、総投資額が大きく、回収期間も長いため、LNG発電プロジェクトの電力購入契約（PPA）は、安定供給を確保し、価格変動リスクを最小限に抑え、投資家が安心してプロジェクトを実施できる基盤を提供するために、十分な長期性、約束された発電量と支払い義務に関する明確な条件を備えている必要がある。
ベトナム石油協会会長のグエン・クオック・タップ博士もこの見解に賛同し、電力購入契約（PPA）は国際基準にできるだけ近い形で設計されるべきであり、十分な資金調達条件を確保する必要があると述べている。契約の枠組みが明確かつ透明であれば、投資家は大規模プロジェクトの実施に自信を持つようになるだろう。
さらに、主要プロジェクト、特にLNG港、貯蔵施設、再ガス化システムなどのインフラプロジェクトに対して、選択的な政府保証メカニズムを適用することを検討すべきである。これは、特にこの地域におけるエネルギー投資をめぐる競争が激化する中で、国際的なパートナーとの信頼関係を構築する上で極めて重要である。
さらに、LNGの投資コストを削減し競争力を高めるためには、税制優遇措置、グリーンクレジット、国際資本へのアクセス支援といった金融政策も適切に設計する必要があると、グエン・クオック・タップ博士は提言した。
報道によると、産業貿易省は政令56/2025/ND-CPおよび政令100/2025/ND-CPの改正案において、最低Qcレベルをプロジェクトの年間平均発電量の65%から75%に引き上げ、申請期間を10年から最長15年に延長することで、投資家がより容易に資金を調達できるようにすることを提案している。
しかし、海朗、大門2、丸紅、東京ガスなどの多くのLNG投資家は、Qcを75%に引き上げるだけでは、十分な生産量や効率的な燃料費移転を保証する具体的な仕組みがなければ、プロジェクトの資金調達を完了するには不十分だと主張している。
出典：https://baotintuc.vn/kinh-te/go-vuong-cho-dien-khi-lng-20260615160330233.htm
